Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Газохимические поля и прогноз нефтегазоносности морских акваторий

ВАК РФ 04.00.13, Геохимические методы поисков месторождений полезных ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Газохимические поля и прогноз нефтегазоносности морских акваторий"

РОССИЙСКАЯ АКАДЕМИЯ НАУК" ДАЛЬНЕВОСТОЧНОЕ ОТДЕЛЕНИЕ ТИХООКЕАНСКИЙ ОКЕАНОЛОГИЧЕСКИЙ ИНСТИТУТ (ТОЙ ДВО РАН)

Р Г Б ОД

- г. л с О 100С На правах рукописи

ОБЖИРОВ Анатолий Иванович

УДК 553.98:550.4

ГАЗОГЕОХИМИЧЕСКИЕ ПОЛЯ И ПРОГНОЗ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ МОРСКИХ АКВАТОРИЙ

Специальность 04.00.13 - Геохимические методы поисков месторождений полезных ископаемых

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени доктора геолого-минералогических наук

Москва, 1995

Работа выполнена в Тихоокеанском океанологическом институте Дальневосточного Отделения Российской Академии Наук

Официальные оппоненты: Баженова O.K., доктор геолого-

минералогических наук, профессор (МГУ)

Гаврилов В.П., доктор геолого-минералогических наук, профессор (МИНГ)

Лопатин Н.В., доктор геолого-минералогических наук, профессор (ВНИИгеосистем)

Оппонирующая организация Институт геологии и разработки

горючих ископаемых (ИГиРГИ)

Защита состоится « 1996" г. в 14 часов на заседании

Диссертационного совета Д. 071.10.01 при Всеросийском научно-исследовательском институте геологических, геофизических и геохимических систем, г. Москва, 113105, Варшавское шоссе, д.8, конференц-зал.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ВНИИгеосистем Афтореферат разослан 199£>.

Ученый секретарь Диссертационного совета доктор геолого-минералогических наук, профессор л //'ТМХ В.С.Лебедев

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы

В настоящее время все большее внимание уделяется поискам углеводородного сырья в морских условиях. Это связано с истощением нефтегазовых ресурсов на суше, удорожанием разведочных и эксплуатационных работ в связи с поиском залежей на более глубоких горизонтах - 5-7 км. Поэтому затраты на геологоразведочные работы на суше приближаются по объему к их стоимости на море.

Основным критерием для выбора места бурения является геофизический прогноз. Но до сих пор даже в хорошо изученных районах до 50 % морских скважин залежь не вскрывают в связи с тем, что геофизические характеристики отражают суммарный эффект физических параметров переслаивающихся пород и интерпретация их часто не однозначна. Например, прямые эффекты отрицательных отражений, сейсмические амплитудные аномалии возникают как при низком, так и высоком газонасыщении песчаных слоев, также в угольных пластах. Отличить газоносный пласт от угольного можно только по структурным признакам. Газоводяной же контакт на сейсмических профилях выглядит как кажущееся выклинивание горизонта в плане. Геофизическая картина усложняется в районе распространения газогидратов, зон свободной миграции газа.

В связи с этим для повышения достоверности интерпретации геофизических полей, прогноза нефтегазовых залежей требуется дополнительная информация, другой метод, позволяющий определять новые параметры, которые в комплексе с геофизическими, могут повысить эффективность поисков. Таким методом является изучение газогеохимических полей воды и донных осадков морских акваторий, формирование которых связано с потоком вещества, проникающего из недр к поверхности. Наличие в недрах залежей нефти и газа фиксируется в морской воде и донных осадках в виде газогеохимических аномалий, знание которых позволяет значительно повысить достоверность прогноза месторождений нефти и газа.

Цель работы

Основная цель работы заключается в повышении достоверности прогноза и поиска нефтегазовых залежей в морских акваториях, что основано на выявлении закономерностей формирования газогеохимических полей в них и использования их как фундаментальной базы для разработки газогеохимических критериев прогноза и поиска месторождений нефти и газа и геологического картирования в морских условиях.

Основные задачи диссертационной работы:

1. Разработать методику газогеохимических исследований, направленную на решение поставленной цели,

2. Определить характер изменения газогеохимических параметров в водной толще и донных отложениях в вертикальном разрезе на морских акваториях.

3. Выделить в них информативный газогеохимический горизонт, формирование геохимических полей в котором было бы наиболее полно связано с поступлением газо-жидких флюидов из недр.

4. Оценить степень вклада биогенной, термогенной, вулканогенной составляющих на формирование нормальных (фоновых) и аномальных полей.

5. Выяснить механизм формирования аномальных газогеохимических полей в зависимости от геоструктурных условий нефтегазовых месторождений.

6. Выявить влияние зон разломов и активной вулканической деятельности на формирование газогеохимических полей.

7. Осуществить районирование изученных акваторий по перспективам поиска на них нефтегазовых залежей.

Научная новизна

1. В дальневосточных морях выделен и научно обоснован информативный газогеохимический горизонт - придонная вода, концентрация газов в котором связана с поступлением их из глубоких горизонтов земных недр.

2. В донныхЬсадках выделен газогеохимический барьер, который в дальневосточных морях распространяется на глубине около 30-50 см от поверхности донных отложений и, возможно, совпадает с границей окисленных и восстановленных осадков. Ниже этой границы концентрация биогенного метана в осадках может превышать на несколько порядков его возможный подток из недр. В связи с этим отбор геохимических проб ниже этой границы с целью поиска нефтегазовых залежей не рекомендуется.

3. Установлена закономерная связь формирования нормальных (фоновых) газогеохимических полей в информативном газогеохимическом горизонте с суммарным вкладом биогенной, термогенной, вулканогенной составляющих. В связи с этим наблюдается повышение фоновых полей метана при увеличении мощности осадочных отложений.

4. Установлена зависимость морфологии аномального газогеохимического поля от состава флюида нефтегазовой залежи и в особенности геологического строения месторождения.

5. Установлена прямая связь повышения количества углеводородных газов в воде и донных отложениях районов активной вулканической

деятельности в зависимости от мощности сопряженных с ними осадочных отложений.

6. На основе выявленных закономерностей распределения газогеохимических полей в информативном газогеохимическом горизонте сделан прогноз нефтегазоносности в Охотском, Японском, Восточно-Китайском, Филиппинском, Южно-Китайском морях.

7. Определена прямая зависимость увеличения аутогенных карбонатных, сульфидных минералов в донных отложениях дальневосточных морей от количества содержания в них углеводородных газов. Оценены корреляционные связи газовых и гидрохимических параметров.

Основные защищаемые положения

1. Установлены и научно обоснованы закономерности формирования газогеохимического режима водной толщи и донных отложений морских акваторий. Выделен информативный газогеохимический горизонт - придонная вода, формирование газогеохимических полей в котором связано с поступлением газовой составляющей из недр.

На этом горизонте оценены:

- степень вклада биогенной, термогенной, вулканогенной составляющих при формировании суммарного (фонового) газогеохимического поля;

- геолого-историческая связь аномальных газогеохимических полей с нефтегазовыми залежами, зонами активных разломов, вулканических очагов.

2. Выделен и научно обоснован верхний интервал донных отложений (0.0-0.5 м) как возможный газогеохимический информативный горизонт, что связано с граничными условиями физико-химических процессов и сульфатредукции в них.

3. Установлена пространственно-генетическая связь углеводородной составляющей придонной воды и донных отложений акваторий в районах активного вулканизма с мощностью сопряженных с ними осадочных отложений.

4. Установлено изменение физических, геохимических, минералогических характеристик в донных отложениях морских акваторий, взаимосвязанных с аномальным потоком через них углеводородных газов.

5. Разработана методика прогноза и поиска нефтегазовых залежей в морских условиях по газогеохимическим критериям. Выполнено районирование акваторий Охотского, Японского, Филиппинского, Восточно-Китайского, Южно-Китайского морей по степени перспективности поиска на них месторождений гефти и газа.

6. Установлена общая закономерность распределения метана в толще морской воды, которую можно принять как нормальное (фоновое)

распределение. Отклонение от этой закономерности в распределении метана обусловлено поступлением (потоком) его из недр. Эти данные можно использовать для расчета потока метана из океана в атмосферу.

7. Разработано и изготовлено устройство для одновременного отбора газогеохимических проб придонной воды и донных осадков. Его использование позволяет рассчитывать объем газового потока по изменению градиента концентраций газов.

Практическая ценность работы

На основе выявленных закономерностей и разработанных критериев поиска нефтегазовых залежей сделан прогноз нефтегазоносности в ряде районов Охотского, Японского, Филиппинского, Восточно-Китайского, Южно-Китайского морей. Осуществлено районирование этих территорий по степени перспективности поиска на них нефти и газа. На акваториях прослежены некоторые зоны разломов, оценена их современная активность.

Рекомендации по поиску нефтегазовых залежей переданы ПО "Сахалинморнефтегаз", КНДР, ДРВ, Тайвань, Южная Корея. На основе результатов научных исследоваий составлены программы прогноза землетрясений, гидрогеологического, экологического мониторингов, учебные программы курса газогеохимии. Этот курс был прочитан в Национальном Тайваньском университете диссертантом в 1993-1994 гг.

Реализация результатов работ

Результаты работ вошли в научно-производственные ежегодные отчеты по теме: "Оценка перспектив нефтегазоносности Охотского и Японского морей по газогеохимическим критериям", которые переданы заказчику ПО "Сахалинморнефтегаз" на основе хозяйственного договора. Газогеохимические данные внедрены в практику геологоразведочных работ Дальневосточного морского управления разведочного бурения (подтверждено актами внедрения 1984-1990 гг.) и треста ' "Дальморнефтегазгеофизразведка" (результаты использованы при интерпретации геофизических данных).

Результаты газогеохимических исследований, выполненных в морских российских и международных экспедициях вошли в научные отчеты по этим экспедициям (17 отчетов) и отчеты по российским и международным программам ("Акванефть", "Вестпак" "Газогеохимические критерии прогноза нефтегазоносности в АТР ", "KEEP-WOCE"- Taiwan, "Positiv"- GEOMAR, Kiel).

Апробация работы

Основные положения работы докладывались на Международных, Всесоюзных и региональных совещаниях и конференциях: II Всесоюзный съезд океанологов "Физика и химия океана" (Севастополь, 1982), IY

Всесоюзной конференции "Проблемы научных исследований в области изучения и освоения Мирового океана" (Владивосток, 1983), 1-Ш Тихоокеанские школы по морской геологии и геофизике "Тихий океан. Геология, геофизика, геохимия и минеральные ресурсы" (Владивосток, 1983, 1989, Ю.-Сахалинск 1985), " Биогеохимия приконтинентальных районов океана" (Нальчик, 1984), "Дегазация земли и геотектоника" (Москва, 1985), "Геолого-геофизическое картирование Тихого океана" (Ю-Сахалинск, 1989), Positiv"(Kiel, 1993), "KEEP-WOCE" (Taiwan, 1994) и др.

Публикации

По теме диссертации опубликовано 57 работ, в т.ч. 2 авторских монографии и 2 в соавторстве. Получено 1 авторское свидетельство на "способ поисков нефти и газа в морских условиях".

Фактический материал и личный вклад

Научные положения и выводы, сформулированные в диссертации, базируются на большом объеме фактического материала по изучению газовой составляющей, гидрохимических параметров водной толщи, минералогических, газовых определений донных отложений. Газогеохимические исследования были активно начаты с 1977 года, когда автор сначала организовал группу газогеохимии в лаборатории минералообразования Тихоокеанского океанологического института ДВО РАН, а затем с 1979 года лабораторию газогеохимии. В настоящее время под руководством автора лаборатория активно проводит научные исследования, направленные на изучение газогеохимических полей как в морских условиях, так и на суше и выяснение взаимокорреляции между аутигенным минералообразованием и газовыми потоками. Автором и под его руководством выполнено 17 морских экспедиций, отобрано около 5000 проб морской воды и донных осадков, выполнено более 15 ООО газовых и около 300 гидрохимических, геохимических, минералогических определений. Методика экспедиционных газогеохимических исследований разработаны и внедрены лично автором. Выполнен межлабораторный контроль результатов анализов как на отечественных хроматографах, так и зарубежных фирм. Около 70 % объема отобранных проб и анализов выполнено лично автором, 100 % объема всех отчетов (20 отчетов) написаны автором с участием сотрудников лаборатории.

Выявленные закономерности по формированию нормальных и аномальных геохимических полей достаточно аргументированы, благодаря проведению исследований в различных районах Мирового океана с определенными геологическими условиями и сопоставление результатов работ автора с другими исследованиями. Рекомендации, сделанные по прогнозу и поиску нефтегазовых месторождений, подтверждены нефтегазопоисковым бурением. Отрицательный геохимический прогноз был проверен нефтегазопоисковым бурением на 3-

х структурах. Прогноз подтвердился на 100 %. Положительный прогноз был проверен бурением на 7-и структурах. Прогноз подтвердился на 85 %.

Объем к структура работы

Диссертация состоит из введения, шести глав, заключения, списка литературы (175 наименований работ отечественных и зарубежных авторов), содержит 217 страниц, 67 текстовых графических приложений, 11 таблиц.

Автор благодарен коллегам институтов ВНИИгеосистем, Океанологии - A.B. Петухову, Л.М. Зорькину, Е.В. Стаднику, И.С. Старобинцу, СЛ. Зубайраеву, B.C. Лебедеву, В.Я. Троцюку, И.В. Авилову, В.П. Исаеву и др. - за доброжелательное участие в дискуссиях, анализе газогеохимических материалов и помощь в их представлении. Автор скорбит вместе со всеми в связи с безвременной кончиной A.B. Петухова - друга и учителя, и надеется, что представленная работа является продолжением газогеохимического направления, развиваемого им. Автор говорит спасибо сотрудникам лаборатории газогеохимии ТОЙ ДВО РАН, которые делили с ним и тяготы и успехи экспедиционных работ и поддерживали его в осуществлении газогеохимических идей.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

1. ГАЗОГЕОХИМИЧЕСКИЕ ЗАКОНОМЕРНОСТИ,

УСТАНОВЛЕННЫЕ В ПРЕДЫДУЩИХ ИССЛЕДОВАНИЯХ

В настоящее время накоплен большой фактический материал по особенностям распределения газовых, гидрохимических, геохимических параметров над залежами углеводородов. В нашей стране методы прямых геохимических поисков нефти и газа начали развиваться с 1929 г. под руководством В.А. Соколова. Он впервые предложил провести съемку для определения микроконцентраций углеводородных газов в подпочвенных отложениях, накапливающихся над залежами нефти и газа за счет субвертикальной миграции углеводородов из них. Затем М.В. Абрамович, Г.А. Могилевский, A.A. Сулин, В.Э. Левенсон, В.Н. Флоровская и др. дополнили комплекс геохимических индикаторов нефтегазовых залежей.

На 2-м этапе, после организации института Ядерной Геофизики и Геохимии (1961) произошла качественная перестройка геохимических методов поиска нефти и газа. Руководители и сотрудники института (О.Л. Кузнецов, Е.К. Карус, A.B. Петухов, Л.М. Зорькин, И.С. Старобинец, Е.В. Стадник, О.В. Барташевич, Б.И. Багиров, Г.И. Могилевский, Н.В. Лопатин, С.Л. Зубайраев, B.C. Лебедев, В.В. Ягодкин и др.) выполнили и продолжают выполнять важную научно-прикладную работу по совершенствованию геохимических методов поиска и уточнению

различных критериев прогноза. Ими и другими исследователями установлено:

- в породах, находящихся в контакте с углеводородами длительное время, что часто наблюдается над залежами нефти и газа, отмечаются физико-химические изменения, приводящие к формированию аномалий: 1) ассоциаций минеральных новообразований (кальцита, сидерита, пирита, кремнезема, глинозема и др.); 2) повышение концентраций рассеянных элементов как над залежью, так и в зоне водонефтяного контакта (урана, тория, радия, калия, никеля, ванадия, кобальта, марганца, железа, титана н др.); 3) более восстановленное значение окислительно-восстановительного потенциала и повышение концентрации ионов водорода; 4) значительное изменение физических свойств пород (пористости, плотности, проницаемости, пластичности, сорбционной емкости, магнитной восприимчивости, электропроводности, оптической плотности и др.).

- в воде месторождений нефти и газа наблюдаются аномальные содержания: 1) растворенных и свободных газов (метана, тяжелых углеводородов, гелия, водорода, углекислого газа); 2) органического вещества и битумов; 3) гидрохимических параметров (брома, йода, аммония и др.);

- в почвенном и приземном воздухе над залежами обнаружены аномальные концентрации углеводородных и неорганических газов.

- публикуются изобретения по способам геохимических поисков нефти и газа (с бурением скважин до различных гидрогеологических горизонтов, по воде рек, по снегу, по растениям, по мерзлым породам и т.д.).

- зафиксировано открытие N0 234 о взаимосвязях геофизических, геохимических, микробиальных полей.

За рубежом разработанны способы поисков, основанные на использовании индикаторов - минеральных новообразований; хлоридов, карбонатов, бикарбонатов, сульфидов, сульфатов, галлоидов и др. Е. Дермот и др. обратили внимание на возможность использования в качестве индикаторов при поисках залежей нефти и газа наличие аномальных концентраций железа, кальция, меди, никеля, ванадия, бария, марганца и др. в породах, перекрывающих их. С. Пирсон провел лабораторные исследования по выяснению физико-химического влияния углеводородов на вмещающие, перекрывающие породы, В результате им делается вывод, что мигрирующие по породе из залежи углеводороды не только способствуют формированию восстановительной обстановки, но и являются причиной возникновения в породах электротеллурических токов, обусловленных хемосорбцией углеводородов на тонкодисперсных частицах.

За основу геохимических методов поисков нефти и газа на акваториях взяты общие теоретические положения формирования геохимических полей над месторождениями нефти и газа применительно к

суше, но с учетом специфических условий акваторий. В нашей стране планомерные геохимические исследования акваторий проводятся под руководством A.A. Геодекяна лабораторией нефтегазоносности акваторий института Океанологии АН СССР, под руководством И.С. Грамберга институтом ВНИИокеангеология и др.

Приведенные обобщения различных исследователей характеризуют многообразие геохимических форм, возникающих в аномальных условиях, обусловленных месторождениями, разломами, вулканизмом и др. Отсюда понятен практический интерес - использование этих форм как критериев прогноза геологических аномалий.

Но, к сожалению, действительно простой и доступный геохимический метод требует не меньшего к себе внимания и профессионализма, как и многие другие. Главное - правильно понять, с чем связана газогеохимическая аномалия, на каком уровне недр, какие процессы являются основными и ответственными за формирование газогеохимических полей. Без этих сведений геохимические аномалии "мертвы" и не могут быть использованы для геологического прогноза. Очевидно поэтому сдерживается применение газогеохимического метода в производственных геологических организациях, в основном в связи с отсутствием в них специалисгов-гааогеохимиков.

2. МЕТОДИКА ГАЗОГЕОХИМИЧЕСКИХ РАБОТ НА АКВАТОРИЯХ И ЕЕ ОБОСНОВАНИЕ

Одним из основных недостатков газогеохимического метода является отсутствие стандартизации методических приемов исследований. Они сводятся к четырем главным операциям: отбору пробы, извлечению из нее газа, анализу газа, геологической интерпретации данных. Для выяснения взаимосвязей геохимических параметров и использования комплекса их как индикаторов для повышения эффективности геологического прогноза выполняются дополнительно гидрохимические, минерало-геохимические определения.

2.1. Отбор проб.

2.1.1. Горизонт отбора.

В начале надо было определить горизонт воды или осадков, в котором газовая составляющая отвечала бы наиболее полно газовому составу недр и техническим возможностям отбора проб с научно-исследовательского судна. Был проведен большой объем сравнения состава газа на различных глубинах Охотского, Японского, ЮжноКитайского морей и был сделан вывод, что такому требованию наиболее удовлетворяет придонный слой. Мы называем придонным слоем горизонт воды, расположенный в 1 м выше поверхности дна. Этот слой менее всего подвержен влиянию подводных течений, смешению водных масс, вторичных процессов новообразований газов.

2.1.2.. Способ отбора.

Существуют несколько конструкций герметичных батометров и гравитационных трубок позволяющих отбирать ими придонную воду или донные осадки (Авилов, 1987). Нами разработана конструкция, позволяющая отбирать одновременно и придонную воду и донные осадки. Это позволило получить дополнительную информацию по изменению градиента газового потока, поступающего из глубоких горизонтов, и повысить эффективность газогеохимических исследований.

2.2.. Извлечение из проб газа.

Из проб воды и осадков газ извлекался на вакуумной дегазационной установке, изготовленной в лаборатории газогеохимии ТОЙ. Принцип дегазации заимствован из разработок института МГРИ с вводом полиэтиленовых пробоотборников и некоторых конструктивных элементов.

Для выяснения полноты извлечения газа из проб морской воды при вакуумной дегазации автором с Т.И. Волковой проводился эксперимент определения кислорода по методу Винклера в отдегазированной воде. До дегазации в пробе морской воды содержалось 4,5 мг/л кислорода, после дегазации - следы. Интересно одно наблюдение, замеченное в ходе опыта. Если после дегазации проба воды соприкасается с атмосферным воздухом в течение 5-10 мин, то в воде обнаруживается до 1,5 мл/л кислорода, без контакта с атмосферой - следы, то есть, насыщение отдегазированной воды кислородом из воздуха происходит очень быстро.

2.3. Анализ газа.

Определения газовых компонентов проводились на отечественных хроматографах. Углеводородные газы анализировались на пламенно-ионизационном детекторе хроматографа ЛХМ-80, чувствительность которого по метану достигает Ю-6 %. Кислород в сумме с аргоном, азот, углекислый газ определялись на катарометре того же хроматографа. Чувствительность анализа этих компонентов составляет 102 %. Водород и гелий анализировались на хроматографе "Газохром" на термохимическом детекторе с чувствительностью 10'3 %. Применялись стандартные сорбенты и использовались калибровочные смеси газов, выпускаемые институтом ВНИИгеосистем и Скриппсовским Океанографическим институтом США.

3.ГАЗОГЕОХИМИЧЕСКИЕ ПОЛЯ ДАЛЬНЕВОСТОЧНЫХ МОРЕЙ

3.1. Охотское море

Систематическое изучение газогеохимических полей придонной воды и верхнего слоя осадков Охотского моря начато нами с 1984 г. В летний период ежегодно проводились экспедиционные работы на научно-исследовательских судах "Академик Ал. Несмеянов", "Морской

геофизик", "Профессор Богоров", "Базальт". По 1995 г. выполнено 11 экспедиций. Проведению работ способствовала поддержка работников В ПО "Сахалинморнефтегаз" и треста "Дальморнефтегеофизика" - Ю.А. Тронова, Ю.С. Мавринского, В.А. Касумова, В.П. Берсенева, В.В. Головчака, Е.К. Бояршина и др.

3.1.1. Северо-восточный щельф Сахалина

Исследованиями 1984-85 годов установлен фон концентраций метана в придонной воде северо-восточного шельфа Сахалина в пределах 30-50 нл/л. Аномалии же метана в придонной воде в районе месторождений нефти и газа достигали 300-500 нл/л, т.е. превышали фон в 10 раз. В период 1988-89 гг. уровень фона по содержанию метана в этом же районе поднялся до 70-90 нл/л, а аномалии концентраций метана возросли до 1500-2000 нл/л и более. Этот факт можно объяснить активизацией тектонической деятельности района северо-восточного шельфа Сахалина в последние годы, что привело к раскрытию зон разломов, образованию новых трещин и выходу газов (метана) в придонную воду.

Наиболее высокие концентрации углеводородных газов в придонной воде Охотского моря встречены на присахалинском шельфе. В районе нефтегазоносных структур Кайганской, Пильтун-Астохской, Одоптинской, Борисовской и других содержания метана достигали 20003000 нл/л. В придонной воде над Лунским преимущественно газовым месторождением зафиксировано 10900 нл/л метана, что превысило фон на 2 порядка. Как правило, количество тяжелых углеводородов С2-С4 хорошо коррелируется с содержанием метана. Его увеличение сопровождается ростом этана, пропана, иногда бутана. Отношение С1/С2+С4 над залежами часто не превышает 10-100, С2/С2.1, Сз/Сзм, как правило, равно или больше 1. В районе фоновых концентраций метана тяжелые углеводороды практически отсутствуют.

Максимальные концентрации метана - 13500 нл/л измерены на присахалинском шельфе в северной части впадины Дерюгина в 1989 г. Здесь обнаружены два участка с выходом свободного газа в придонную воду. Один участок расположен на западном склоне впадины Дерюгина на глубине 700 м, другой - на шельфе, на глубине 170 м. Проявление газа, зафиксированное на склоне впадины, совпадает с зоной Восточно-Сахалинского разлома. В 1991 г. здесь в районе выхода свободного газа в донных отложениях обнаружены газогидраты.

3.1.2. Распределение метана в донных осадках

По литологическому составу верхний слой осадков в районе распространения фоновых газовых полей (ст.227) и аномальных (ст.228) в отобранном интервале 0-314 см очень близок. Это пелит зеленовато-серый, пластичный. Но в колонке осадка станции 227 количество метана не превышало 200 нл/л по длине всей колонки, а в колонке станции 228 только в интервале 0-50 см количество метана было близко к его концентрации в осадках района станции 227. Ниже же его содержание

возросло на 5 порядков. Причем под действием выделяющегося газа керн колонки растрескался и распался на сантиметровые кусочки.

В интервале ниже 50 см в осадках колонки станции 228 встречены экзотические уплощенные карбонатные конкреции, многочисленные зерна пирита, железо-марганцевые микрообразования. Ощущался запах сероводорода. По косвенным признакам - аномальному количеству метана, растрескиванию керна, наличию в колонке осадков пустот был сделан вывод о наличии в верхнем слое осадков в районе станции 228 газогидратов, где они были обнаружены в 1991 г. (Пшсбург, Соловьев и др., 1994). В осадках же колонки станции 227 никаких аутигешшх новообразований не обнаружено.

Карбонатные конкреции исследовались на изотопный состав углерода. Углерод конкреций содержал большое количество легкого изотопа <5 "С = -35 - - 40 °/оо. Это говорит об образовании карбонатных тел под воздействием биогенного и термогенного метана, возможно по реакции.

СН4 + CaS04 + е = Ca СОз + HiS + Н20 ,

где е - активная энергия, снабжающая эту систему, вырабатывается сульфат-редуцирующими бактериями. Сероводород, при этом, участвует в реакциях перехода окислов, гидроокислов металлов в сульфиды, пирит.

3.1.3. Характеристика магнитной восприимчивости донных осадков

Хорошим показателем наличия карбонатных, сульфидных и других

аутогенных новообразований в осадке является характеристика отношения магнитной восприимчивости, измеренной после прокаливания осадка до температуры 500 °С, к магнитной восприимчивости, измеренной при 20 °С до прокаливания. Если нет аутогенных минералов, то это отношение близко к 1, при их наличии оно возрастает в несколько раз. Это происходит в связи с переходом немагнитных карбонатов, сульфидов при прокаливании в магнитные окислы. В осадках впадины Дерюгина, аналогичных описанным по станции 228, с высоким содержанием метана 460 000 нл/л влажного осадка, это отношение е 450 °С/ е 20 °С равно 6. В осадках с содержанием метана 200-2000 нл/л влажного осадка это отношение не превышает 1,5.

3.1.4. Выделение верхнего горизонта в донных осадках как геохимически информативного.

Исходя из концентраций метана, наблюдаемых в верхнем слое осадков, их условно можно разделить на три горизонта: 0,0-0,5 м -верхний, окисленный; 0,5-1,5 м - средний переходный; 1,5 м - нижний, восстановленный. В верхнем горизонте идут процессы окисления органического вещества за счет атмосферного кислорода с образованием углекислого газа. В среднем горизонте кислород исчезает, идут процессы сульфатредукции и начинают деятельность метанообразующие бактерии.

п

В нижнем горизонте преобладает биогенное метанообразование. Но при этом метан нижних горизонтов не проникает в верхний и в придонную воду, благодаря наличию равновесного биохимического барьера.

Отсюда можно сделать три вывода. Во-первых, биогенный метан из осадков не проникает в придонную воду и не создает ложных аномалий. Аномалии возникают в том случае, когда равновесие нарушается подтоком газа из залежи. Под давлением газа из недр возникает микротрещиноватость и газ проникает в придонную воду.Во-вторых, биогенный метан может накапливаться в осадках, формируя затем залежи. В-третьих, следует учитывать наличие высоких концентраций метана в верхнем слое осадков некоторых районов акватории, которые нельзя связывать с залежами нефти и газа в недрах.

3.1.5. Распределение газогеохимических полей в других регионах Охотского моря

Кроме присахалинского шельфа газогеохимические исследования придонного слоя выполнены в районах прикамчатского, примагаданского, приохотского шельфов и прикурильском районе Охотского моря. Максимальные концентрации метана, зафиксированные в этих районах в придонной воде, имеют величину на порядок ниже, чем на присахалинском шельфе. Фоновые же содержания метана здесь остаются высокими - 50-90 нл/л.

На прикамчатском шельфе аномальные содержания углеводородных газов в придонной воде, превышающие фон в 5-7 раз, встречены в его южной части - Голыгинском прогибе и средней части - на продолжении в районе шельфа Ичинско-Колпаковского прогиба. Такие же аномалии обнаружены в северо-западном и юго-восточном бортах впадины Тинро. Небольшие аномалии, превышающие фон в 2-3 раза обнаружены в районе Хмитьевской структуры примагаданского шельфа и прогиба Лисянского приохотского шельфа. В районе скважин 1 и 2, пробуренных на примагаданском шельфе, аномальных содержаний углеводородных газов не обнаружено. Скважины вскрыли нефтепродуктивные глинисто-кремнистые породы и подтвердили отрицательный прогноз, сделанный по газогеохимическим критериям. Перспективными на поиски нефти и газа являются районы, где встречены перечисленные аномалии углеводородов.

3.1.6. Газогеохимические поля Сахалинского залива

Изучение газовой составляющей придонной воды Сахалинского залива, примыкающего к северо-западному побережью о.Сахалин, выполнялось в 1985, 1990, 1993 годах. В 1985 г. в районе северо-восточного борта прогиба с мощным осадочным чехлом, достигающим в центре 9000 метров, была обнаружена аномалия метана 360 нл/л при фоновых концентрациях его 40 нл/л. В 1990, 1993 гг. в этом районе аномалия подтвердилась, содержание метана было также равно 360 нл/л. Но кроме этого еще большая аномалия метана (680 нл/л) была обнаружена в придонной воде в прибрежном районе северо-западной части о.Сахалин.

В районе аномалий метана встречены повышенные концентрации этана -20 нл/л, пропана - 3 нл/л.

В районе обнаруженной аномалии углеводородных газов в 1985 г. еще не были проведены детальные сейсморазведочные работы, в связи с чем этот район не считался высоко перспективным на поиски нефти и газа. В последующие годы здесь были выполнены детальные сейсмические исследования, в результате которых и с учетом обнаруженных газогеохимических аномалий этот район признан наиболее перспективным и первоочередным для проведения буровых нефтегазопоисковых работ.

3.1.7. Газогеохимическне поля прикурильского района

Рассмотрим характер изменения содержания газов в прикурильском районе Охотского моря. Газогеохимические поля изучались здесь в кальдере "Львиная пасть", расположенной в северо-западной прибрежной части о.Итуруп, в проливе между островами Итуруп и Уруп, в бухте Кратерной оЛнкича, в районе о.Парамушир. Кроме того определялись свободные и растворенные газы фумарольных полей вулкана Менделеева, ключа Кислого о.Кунашир и фумаролыюго поля бухты Кратерной.

Кроме общих задач выявления закономерностей распределения газогеохимических полей в вулканически активных районах исследованиями решался принципиальный вопрос - поступает ли ювенильный метан и другие углеводородные газы из вулканических очагов и какое количество ? Знание этой закономерности необходимо для правильной интерпретации аномалий метана, обнаруженных нами в придонной воде в разных районах шельфа Охотского моря. Характеризует ли аномалия метана в придонной воде залежь нефти и газа в недрах или есть другие его источники ?

Одним из объектов нами была выбрана кальдера "Львиная пасть" о.Итуруп, которая в настоящее время представляет собой изометричную впадину с отвесными стенками потухшего вулкана, заполненную морской водой через северную разрушенную сторону. Глубина ее в центральной части достигает 500 м, диаметр по поверхности моря равен около 5 миль. Осадочные отложения в кальдере отсутствуют.

В придонной воде кальдеры зафиксированы очень низкие концентрации метана 10-20 нл/л на всех станциях, что даже ниже в несколько раз фона придонной воды Охотского моря. Высокими являются содержания лишь углекислого газа - 0,8-1,5 мл/л. Эти исследования показывают, что газовые поля' придонной воды в потухших вулканических постройках не содержат углеводородные газы, а обогащаются лишь углекислым газом.

В фумарольных полях о.Кунашир присутствовали в основном углекислый и сернистый газы. Количество метана и водорода в них не превышало десятые, сотые доли процента. В водотоках, вытекающих из фумарольных полей с температурой 90-40 °С, количество метана было

достаточно высоким - 500-700 нл/л, что очевидно связано с микробиальным его продуцированием. При удалении от фумарольного поля содержание метана в водотоках снижалось до 50-90 нл/л. Эти данные характеризуют отсутствие значительного подтока углеводородов из фумарольных источников.

На пяти станциях была определена газовая составляющая придонной воды южнее пролива между островами Итуруп и Уруп. На станциях обнаружены очень низкие концентрации метана - 20-30 нл/л на глубинах 450-700 м. Это является фоном тихоокеанской воды, поступающей через проливы в Охотское море, который меньше охотоморской воды в 2-3 раза. Этот параметр можно использовать при прослеживании этих водных масс в зоне их смешения.

3.1.7.1. Особенности распределения газа в бухте Кратерной.

Бухта Кратерная представляет собой кальдеру действующего вулкана острова Янкича, расположенного в середине Курильских островов. Бухта имеет связь с Охотским морем через небольшой пролив глубиной 0,5-1,5 м и шириной около 70 м в его узкой части. Глубина бухты во впадинах в восточной части достигает 40 м, в северной - 57 м.

В юго-восточной прибрежной части бухты в настоящее время наблюдается активная фумарольная деятельность с выходами кипящей воды, пара и газа как на берегу, так и в подводной ее части. По периметру бухты в восточной, северной, южной прибрежных частях наблюдается выделение газов из дна в виде поднимающихся пузырей в воде и прорывами газа из сернистых отверстий на суше (берегу бухты). По данным сейсмопрофилирования максимальная мощность осадков в бухте составляет 110 м.

Общим для растворенных газов придонной воды и газа поднимающихся пузырей изученных районов бухты является наличие невысоких концентраций метана, отсутствие тяжелых углеводородов, повышенные концентрации углекислого газа. Максимальные концентрации метана в придонной воде (400-500 нл/л) приурочены к газогидротермальным активным зонам. В газовых пузырях концентрация метана не превышает 0.05 %.

В пробе осадка, взятого прямоточной трубкой на глубине 40 м в верхнем горизонте 0,5 м, содержалось такое же количество метана, как и в придонной воде. На горизонте 1,5 м оно увеличилось до 3600 нл/л сырого осадка.

В свободных газах, выделяющихся из отверстий на берегу бухты, основным компонентом является углекислый газ, содержание которого достигает 80-90 %. Кроме углекислого газа в этих газах присутствуют высокие концентрации сероводорода - 5,6 % и водорода - 2-3 %. Метана содержится 0,005-0,006 %. Тяжелые углеводороды в них почти отсутствуют. В пробе пара из кипящего "котла" содержалось повышенное количество метана - 0,02 % и присутствовали достаточно высокие

концентрации (0,0001-0,0003 %) тяжелых углеводородов от С2 до Cs. Содержалось максимальное количество водорода - 4,6 %, гелия - 0,0002 %.

3.1.7.2. Распределение газа в припарамуширском районе

Припарамуширская зона расположена на границе Голыгинского прогиба, заполненного кайнозойскими осадками мощностью около 6000 метров, и современной вулканической постройкой о.Парамушир. В припарамуширской зоне в придонной воде обнаружено высокое содержание метана - 1000 нл/л. Около 200 нл/л метана встречено в зоне смешения морских горячих вод ключа Юрьева, вытекающего из фумарольного поля действующего вулкана, расположенного в северовосточной части о.Парамушир. К северу от припарамуширской зоны в центральной части Голыгинского прогиба обнаружены повышенные концентрации метана - 290 нл/л и увеличение тяжелых углеводородов Ci-С4, что связано, возможно, с выделением их из нефтегазоносных отложений.

Припарамуширский газовый источник изучался с 1983 года сотрудниками институтов Вулканологии (Авденко и др.), Океанологии (Зоненшайн и др.), ВНИИокеангеологии (Гинсбург и др.), Тихоокеанского океанологического (Обжиров и др.) и др. Происхождение газового источника связывается с разложением газогидратов, обнаруженных здесь в верхних слоях донных отложений. Измерения газовой составляющей придонной воды над источником, сделанные нами в экспедициях 1985,1989, 1991, 1994 годов показали, что наблюдалось возрастание концентраций метана от 1985 года к 1994 г. соответственно: 120, 200, 300, 1000 нл/л. Причем в 1994 г. расширился участок с выделением газа по площади в 10 раз, достигнув размера около 1 мили в диаметре и увеличилась площадь с повышенными концентрациями метана до 100-150 нл/л вокруг источника. Это возможно связано с сейсмотектонической активизацией этого района.

Отметим, что измерение газа в источнике в 1994 г. выполнялось в октябре месяце, до землетрясения на о.Кунашир и после него. До землетрясения было зафиксировано метана 453 нл/л, после - 1000 нл/л. О.Парамушир расположен в 550 милях от о.Кунашир, но возможно землетрясение в какой-то степени повлияло на сейсмо-тектоническую активизацию региона о.Парамушир.

В экспедиции-1994 г. одновременно с отбором газа выполнялось высокочастотное сейсмическое профилирование. Пробы придонной воды отбирались целенаправленно в местах сейсмических аномалий, обнаруженных в верхнем 100-200 м горизонте донных отложений (исчезновение отражающих границ или их хаотичная направленность в виде столба). В большинстве случаев над такими зонами в придонной воде были обнаружены аномальные концентрации метана (500-800 нл/л). Это говорит о том, что здесь сейсмические аномалии ("столбы" нарушения

сейсмоакустических границ) сопряжены и коррелируют с потоками газа из недр.

3.1.8. Выводы

1. Установлены фоновые концентрации метана в придонной воде Охотского моря. Причем отмечено, что на шельфе, в районе распространения нефтегазовых залежей обнаружен самый высокий фон концентраций метана в придонной воде - 80-100 нл/л, за пределами нефтегазоносных отложений на глубине 1000 м (восточная часть впадины Дерюгина) фоновое количество метана снижается до 20-30 нл/л.

2. Над залежами нефти и газа концентрация метана в придонной воде возрастает в 10-100 раз относительно фона. Аномалии метана при этом, как правило, сопровождаются увеличением содержания тяжелых углеводородов.

3. Концентрация метана возрастает в 10 и более раз в зоне разрушения газогидратов донных отложений. Потоки газа (метана) из донных отложений фиксируются на эхограммах судовых эхолотов в виде звукорассеивающих тел ("факелов").

4. В донных отложениях с аномальными концентрациями метана обнаружено увеличение карбонатных конкреций, сульфидных минералов. Отношение магнитной восприимчивости таких осадков после прокаливания к магнитной восприимчивости при нормальной температуре достигает 4-6 в связи с переходом немагнитных карбонатных, сульфидных минералов в магнитные окислы после прокаливания.

5. Установлена корреляция газовых и сейсмо-акустических аномалий.

6. Установлено увеличение концентрации метана в водной толще в зоне смешения морских вод, гидротермальных потоков и свободных подводных выходов газа гидротерм. При этом в свободных газах гидротерм, выделяющихся на суше, концентрации метана не превышают тысячные доли процента. Это говорит об увеличении микробиальной продукции метана в морской среде в зоне влияния гидротерм.

3.2. Японское море

Газогеохимические исследования придонной воды выполнены в северной части Японского моря в двух районах западного присахалинского шельфа. В северной части Татарского пролива изучен район Александровской структуры, в средней части - территории Гавриловской, Изыльметьевской, Надеждинской площадей.

На Александровской площади наблюдается равномерное распределение метана в придонной воде над структурой. Концентрация метана колеблется в пределах 90-140 нл/л, что незначительно превышает региональный фон. Содержания этана, этилена в среднем изменяются от 2 до 7 нл/л, кислорода - 3,9-5,2 мл/л, азота - 11,8-13,6 мл/л, углекислого газа -0,7-0,8 мл/л. Водород, гелий не обнаружены. Повышенные концентрации

метана - 150-180 нл/л отмечены южнее Александровской структуры, на соседних небольших площадях. Причем, на одной из станций этана и этилена содержалось на порядок больше, чем на других станциях - 20 нл/л.

Газогеохимические работы были проведены до бурения нефтегазопоисковой скважины 1. На основании отсутствия аномалии углеводородов нами был сделан отрицательный прогноз нефтегазоносности этой площади. Было дано заключение, что разрез осадочных отложений регионально насыщен углеводородами, в связи с чем отмечено обширное равномерное поле метана в придонной воде с концентрациями, несколько превышающими фон, но без залежей в недрах, аномально возмущающих это поле. Кроме того, было высказано предположение, что залежь углеводородов может находиться глубже 3000 м, в связи с чем возможно уменьшение концентраций углеводородов в придонном слое и формирование обширного поля метана.

Пробуренная скважина 1 подтвердила прогноз об отсутствии залежи углеводородов на Александровской площади до глубины 3248 м. В процессе бурения в скважине отмечались частые незначительные проявления газа, преимущественно метана. По результатам бурения был сделан вывод об отсутствии залежи из-за неблагоприятных структурно-литологических условий осадочной толщи, представленной в основном слабосцементированными песчано-глинистыми хорошо проницаемыми породами, в которых нет устойчивых структурных и литологических экранов. Эти особенности и обусловили наличие повышенного регионального фона метана в придонной воде над структурой. По газогеохимическим признакам более предпочтительной территорией для поиска нефти и газа являются структуры, расположенные южнее.

В процессе газогеохимических исследований в северной части пролива были обнаружены аномалии метана в придонной воде прибрежной зоны. Для изучения причин аномалии было проведено определение газового состава в прибрежных водотоках. Оказалось, что они содержат аномальные концентрации метана до 1000 нл/л. В зоне смешения морских и речных вод происходит обогащение их метаном. То есть, эти аномалии не связаны с поступлением углеводородов из залежей недр, а являются результатом загрязнения моря речными потоками.

Вода ручьев насыщается метаном в результате размывания присутствующих здесь угленосных отложений и пластов угля. Подтверждением этому являются данные содержания метана в водотоках на другом берегу Татарского пролива. Здесь ручьи размывают вулканогенную толщу и в них, наоборот, встречено минимальное количество метана 20 ил/л. Причем в зоне смешения речных и морских вод происходит увеличение содержания метана до 130 нл/л очевидно за счет активизации микробиальной продукции метана. Мористее в придонной воде устанавливаются фоновые концентрации метана 70-90 нл/л.

Гавриловская, Изыльметьевская, Надеждинская площади расположены южнее Александровской структуры в средней части западного присахалинского шельфа. Газогеохимические исследования на этих структурах проводились в августе 1987 г., когда скважины 1-г, 2-г на Гавриловской, скважины 1-й, 2-й на Изыльметьевской структурах были уже пробурены, а скважина 1-н на Надеждинской площади еще нет.

Основная изменчивость в газовой составляющей придонной воды всех трех площадей наблюдалась по концентрациям метана. Количество углекислого газа в среднем составляло 0,1 мл/л, кислорода - 4,0 мл/л, азота - 12,0 мл/л, тяжелых углеводородов - 3 нл/л. Водород, гелий не обнаружены. Устойчивое аномальное поле метана в придонной воде с концентрацией 500 нл/л захватывает центральную и восточную части Изыльметьевской структуры. Несколько меньшая концентрация метана (350-400 нл/л) отмечена на северном куполе Гавриловской и юго-восточной части Надеждинской структур. Близко к фоновому простирается поле метана в северо-западной части Надеждинской площади. Аномальные всплески метана до 1420 нл/л прослежены на южном куполе Гавриловской структуры.

Рассмотрим чем обусловлено приведенное распределение метана. Две скважины - 1-й, 2-й, пробуренные в центральной части Изыльметьевской структуры, обнаружили промышленную газовую залежь в нескольких пластах маруямской свиты в интервале глубин 1300-1800 м. Продуктивная толща представлена песчано-глинистыми отложениями. Тот же комплекс отложений, но с сокращенной мощностью и выклиниванием продуктивных пластов вскрыт скважиной 1-н на Надеждинской площади. На северном куполе Гавриловской структуры скважиной 2-г перебурена только нижняя часть комплекса продуктивных отложений, так как верхняя выведена под насосы и эродирована. На геофизическом профиле 476 эти литолого-структурные особенности хорошо прослеживаются.

Таким образом, промышленная залежь преимущественно газообразных углеводородов присутствует на Изыльметьевской структуре и на ней мы наблюдаем в придонной воде обширное аномальное поле метана. Концентрация метана падает в направлении Надеждинской структуры, где наблюдается выклинивание продуктивных пластов. По газогеохимическим критериям более перспективным для поиска нефти и газа является юго-восточный склон Надеждинской площади и восточная часть Изыльметьевской структуры.

Теперь обратим внимание на литолого-стратиграфические особенности отложений Гавриловской структуры. Если в скважине 1-н залежь отсутствует в связи с выклиниванием продуктивных пластов, то скважиной 2-г, начиная с поверхности до глубины 900 м, встречена лишь нижняя часть продуктивной толщи. То есть, в районе Гавриловской площади мы наблюдаем эрозионный срез нефтегазоносных пластов, что

привело к их разрушению, размыву и дегазации. Благодаря тому, что процесс дегазации еще не прекратился, о чем свидетельствуют нефтегазопроявления в скважине 2-г в интервале глубин 960-1035 м, в придонной воде зафиксированы аномалии метана.

Это очень важный пример необходимости учитывать структурно-литологическое положение нефтегазоносных отложений при интерпретации газогеохимических полей придонной воды и использования их в качестве критериев поиска залежей нефти и газа. Но и в данном случае аномалия метана в придонной воде отразила наличие толщ, насыщенных углеводородами, правда, выведенных на поверхность, подверженных выветриванию и потому уже непродуктивных.

Большой объем газогеохимических исследований выполнен в Восточно-Корейском заливе Японского моря. Работы здесь проводились по договору о научно-техническом сотрудничестве Тихоокеанского океанологического института ДВО АН СССР и Геологического института ПО АН КНДР. Газогеохимические исследования выполнялись с участием сотрудников Геологического института. Изучение газогеохимическнх полей придонного слоя на акватории залива осуществлялось в основном в мае-июне 1988 и 1989 годов на глубинах от 25 до 2500 метров.

Наибольшая изменчивость обнаружена в концентрациях углеводородных газов, особенно метана. Общей закономерностью его распределения является повышение регионального фона на территории шельфа акватории по сравнению с ее глубоководной частью. На глубинах 25-200 м фоновыми являются концентрации метана 60-80 нл/л, на глубинах 1000 м и более фон по метану не превышает 20-30 нл/л. Количество этана, этилена высокое - 5-30 нл. Пропан, пропилен встречены на отдельных станциях.

Высокая аномалия метана в придонной воде была обнаружена в районе Хыннамской впадины, расположенной в юго-западной части залива, в 50 км к востоку от г. Вонсан. Наибольшее содержание метана п придонной воде обнаружено здесь на глубине 125 м, где концентрация метана достигает 1300 нл/л, что в 18 раз превышает фоновое количество для такой глубины. На станции, где обнаружено максимальное содержание метана - 740 нл/л в июне 1988 г., концентрация метана в мае 1989 г. составила 800 нл/л, т.е. количество метана в придонной воде Хыннамской аномалии через год практически не изменилось. Концентрации других газовых компонентов, измеренные в 1988 и 1989 годах, также близки между собой.

В районе аномалии метана прослежено интенсивное изменение верхнего слоя осадков с увеличением аутогенных образований пирита, карбонатных конкреций, железо-марганцевых гидроокислов.

Основываясь на газогеохимических данных, в 1991-92 гг. в Хыннамкой впадине было пробурено 2 нефтегазопоисковых скважины. Скважины вскрыли 3 структурных этажа палеоген-неогеновых отложений

по облику схожих с нефтегазоносными отложениями присахалинского шельфа. Скважины достигли глубины 3000 м и вскрыли нефтегазовые проявления. По техническим причинам скважины были пробурены в западном крыле структуры на глубине моря 80 м. В настоящее время планируется бурение скважины в центральной части структуры на глубине моря 115 м.

3.3. Южно-Китайское море

Основной объем газогеохимических исследований в ЮжноКитайском море был выполнен на привьетнамском шельфе и примыкающей к нему котловины моря в экспедициях 1981, 1983, 1989, 1994 годов. В меньшем объеме проведено газогеохимическое опробывание в центральной и северо-восточной (притайваньской) частях ЮжноКитайского моря.

В результате работ: 1. Определены фоновые концентрации метана в придонной воде: в цыпральной части котловины 10-20 нл/л, на шельфе 80100 нл/л. 2. Обнаружены аномалии метана от 160 до 1540 нл/л в придонной воде Меконгской, Южно-Конщонской, Западно-Натуновской впадинах юго-восточной части привьегнамского шельфа, в районе северовосточной его части, в юго-западной части притайваньского шельфа. 3. Обнаружены аномальные концентрации метана, водорода, углекислого газа в придонной воде в зоне перехода привьегнамского шельфа в котловину Южно-Китайского моря (около изобаты 200 м).

Промышленная нефтегазоносность установлена в низах разреза осадочного чехла Меконгскои впадины. На месторождении "Белый тигр" встречены преимущественно нефтяные залежи на больших глубинах 30003500 м. Здесь прослежены хорошие коллектора и покрышки в переслаивающихся морских и континентальных отложениях палеогена и раннего миоцена. На месторождении "Дракон" нефтегазоносность ухудшается в связи с выклиниванием продуктивных отложений в направлении к поднятию Кон Шон. В Южно-Коншонской впадине в отложениях миоцена-раннего полицена встречены преимущественно газоносные залежи.

В районе месторождения "Белый тигр" нами обнаружено небольшое аномальное поле метана в придонной воде до 160 нл/л, причем с большими его концентрациями на периферии структуры, чем в ее центре. Это связано с глубоким заложением залежи, ее преимущественно нефтяной характеристикой с незначительным газовым фактором. Над структурой в придонной воде были зафиксированы повышенные концентрации - 3-5 нл/л этана и пропана. В Южно-Коншонской же впадине обнаружена высокая аномалия метана - 1540 нл/л, отражающая, возможно, больше перспективу обнаружения здесь газовой залежи, чем нефтяной. Этот прогноз подтвердился. Нефтегазопоисковые скважины, пробуренные в

районе аномального поля метана в 1992-1993 годы в Южно-Коншонской впадине вскрыли газовую залежь.

В районе структуры "Белый тигр" была изучена естественная радиоактивность поверхности дна. За пределами структуры интенсивность гамма-излучения находится на уровне фона, в пределах же лруктуры она возрастает в 10 раз. Возможно, это связано с влиянием залежи и мобилизации радиоактивных элементов в районе миграции газово-жидких углеводородов из нее.

В связи с тем, что на привьетнамском шельфе был выполнен большой объем (более 100 проб) совместных измерений газовых и гидрохимических параметров, появилась возможность провести статистический расчет коэффициентов корреляции между ними. Наблюдаются высокие коэффициенты коррелиции - 0,7-0,9 всех гидрохимических параметров с кислородом и температурой, в меньше]'! степени - 0,5 с углекислым газом и отсутствие корреляционных связей температуры, углеводородных газов и водорода. По этим газам нет связей ни с глубиной, ни с соленостью, ни с другими параметрами. Это говорит о динамическом их поступлении в среду и подвижности в ней.

В верхнем слое осадков в районе аномалии метана, обнаруженной в придонной воде над Южно-Коншонской структурой, сопряженной с зоной меридионального разлома, отмечено изменение минералогического состава. Как и в осадках аномальных метановых полей Охотского, Японского морей здесь обнаружено повышенное количество пирита, карбонатных конкреций, железо-марганцевых микрообразований. Конкреции представлены как уплощенными, так и сферическими формами. Пирит встречен двух генераций: микрокристаллический, фрамбоидальный в виде черных и темносерых агрегатов, кристаллический с хорошо ограненными кристаллами латунно-желтых агрегатов. Обнаружен глауконит с характерными агрегатами размером 0,01-0,05 мм.

Протяженная аномалия метана, водорода, углекислого газа обнаружена нами в придонной воде в районе изобаты 200 м на привьетнамском шельфе. Аномалия прослежена на расстоянии 240 миль почти по меридиану 109° в.д. между широтами 7°-11° с.ш. Ширина ее составляет 5-10 миль. Аномальные концентрации газов превышают их фоновые содержания в 5-7 раз.

Аномалия приурочена к Меридиональному разлому, отделяющему внешнюю бровку шельфа от котловины Южно-Китайского моря, который прослежен через все море различными исследователями. В районе между широтами 7°-11° с.ш. описание этого линеамента впервые было сделано нами в 1981 г. по газогеохимическим признакам. Причем, по простиранию зоны разлома состав газа в ней менялся. Концентрации метана, водорода, углекислого газа были аномальными в центральной части, затем к югу и северу исчез водород, затем еще к северу аномальным осталось содержание только углекислого газа. Наличие описанной тектонической

зоны подтверждается резкими формами рельефа дна, обнаружением здесь вытянутых вдоль зоны тел гравитационных максимумов, соответствующих, возможно, массивам базитовых магматитов, увеличение в этой зоне теплового потока до 4 ЕТП, резким изменением сейсмических границ.

По составу и количеству газа можно оценить степень активности разлома, его глубинности. На участке, где нами в придонной воде встречены аномалии метана, водорода, углекислого газа, можно предположить о большой глубине и активности разлома, пересекающего осадочную нефтегазоносную толщу, продуцирующую метан, и уходящего в подкоровый интрузивный комплекс, из которого поступает водород. Далее участки разлома, где встречены аномалии метана и углекислого газа, характеризуются небольшой глубиной его проникновения и секущего только нефтегазоносную толщу. В районе повышенных содержаний только углекислого газа можно предположить, что осадочная толща отсутствует или она не нефтегазоносна, а разлом затрагивает остывшие вулканогенные породы.

На притайваньском шельфе аномальные концентрации метана - 300400 нл/л обнаружены в придонной воде в районе распространения грязевых вулканов. Максимальные концентрации метана приурочены к граничным зонам грязевых куполов и вмещающих пород.

3.4. Восточно-Китайское и Филиппинское моря

Газовая составляющая придонной воды и донных осадков изучалась по редкой сетке (20 х 30 миль) в Восточно-Китайском море и в отдельных районах Филиппинского моря. Наибольший объем работ выполнен в северо-восточной части притайваньского шельфа и примыкающей к нему структуры трога Окинава в экспедициях 1992, 1993, 1994 годов.

В результате работ: 1. Обнаружено 3 аномальных полей метана в притайваньской части трога Окинава. Два поля приурочены к бортам трога Окинава и одно расположено в зоне контакта трога и о.Тайвань. Концентрации метана в придонной воде этих полей достигают 500-800 нл/л на глубинах 150-600 м. Максимальное количество метана - 23700 нл/л было обнаружено в северо-западном борту трога на глубине 1400 м.

Аномалии метана здесь характеризуют: 1. Высокий нефтегазоносный потенциал этих площадей. 2. Состояние высокой сейсмо-тектонической активности этого района. 3. Наличие зон разломов, по которым мигрируют газы.

Интересен тот факт, что в ложе трога Окинава в придонной воде зафиксирована почти фоновая концентрация метана - 40-50 нл/л (фон на этой глубине составляет около 30-40 нл/л), а рядом в борту концентрация метана возрастает в 10-100 раз. Это говорит о том, что структура трога развивается как грабен с погружающим блоком-ложем по двум бортовым разломам. Подтверждением тому, что аномальные поля метана указывают

на современную сейсмо-тектоническую активность трога явилось землетрясение, произошедшее в мае 1994 г. с эпицентром в районе аномального поля и магнитудой 6-7 баллов.

В центральной части трога Окинава на глубине около 1400 м Японскими учеными обнаружены два гидротермальных поля JADE и CLAM с сульфидной минерализацией, повышенной концентрацией в ближних горизонтах водной толщи марганца, гелия, метана. Максимальная концентрация метана - 600 нл/л была обнаружена на глубине около 100 м выше дна. В придонной же воде концентрация метана составляла около 200 нл/л. В экспедиции 1992 г. мы обнаружили аномалию метана - 320 нл/л в придонной воде западнее гидротермальных площадей. Это говорит о широтной зоне активности трога Окинава в его центральной части, что может быть связано с трансформным разломом.

5 полей с повышенными концентрациями метана ( 150-200 нл/л) были обнаружены в Восточно-Китайском море. Эти районы следует рассматривать как наиболее перспективные на поиски нефти и газа.

3.5. Закономерности распределения газовых полей на дальневосточных морях:

1. Фоновые концентрации метана в придонной воде делятся на 3 уровня: 1.1. Низший уровень - 10-20 шг/л - придонная вода лож котловин морей на глубинах более 1000 м. 1.2. Средний уровень - 30-50 нл/л -придонная вода глубин 200-1000 м как правило в районах отсутствия мощных осадочных отложений. 1.3. Высший уровень - 80-100 нл/л -придонная вода глубин шельфа на площадях распространения достаточно мощных (возможно более 2000 м) нефтегазоносных толщ.

2. Над месторождениями нефти и газа формируются аномальные газогеохимические поля 3-х уровней: 2.1. низшего - 150-200 нл/л в условиях залегания нефтяных пластов глубже 3000 м. 2.2. Среднего - 200-500 в условиях залегания нефтегазовых пластов на глубинах 2000-3000 м. 2.3. Высшего - 500 и более нл/л - в условиях залегания газоносных пластов на глубинах 1000-2000 м. Активные зоны разломов повышают уровень аномалии.

3. Морфология аномалий, как правило, зависит от геолого-структурных условий, состава флюида, степени сохранности залежи. Над залежью нефти и газа месторождения "Белый тигр" с глубиной продуктивных нефтяных пластов около 3500 м на газогеохимическом профиле, пересекающем залежь, обнаружено 2 аномальных пика метана (160 нл/л) над водо-нефтяным контактом залежи. Над Лунским газоконденсатным месторождением проявляется один высокий пик аномалии метана (10900 нл/л), приуроченный к центру структуры. На этом месторождении установлены газовые, газоконденсатные пласты мощностью около 500 м в интервале глубин 1500-2500 м. Структура разбита на блоки несколькими основными разломами.

4. На изученных акваториях Дальневосточных морей закономерности,обнаруженные для какого-либо моря, в целом подтверждаются и сохраняются в других морях: 1.Это корреляция аномальных полей метана и минеральных (карбонатных, сульфидных) ассоциаций донных осадков. 2. Наличие газогеохимической границы в донных осадках в интервале 30-50 см от поверхности дна. Ниже этой границы идет процесс микробиальной генерации метана, выше ее формируется микробиальный фон, который нарушается в случае подтока метана (углеводородов) из глубоких горизонтов земли.

4.МЕХАНИЗМ ФОРМИРОВАНИЯ ГАЗОГЕОХИМИЧЕСКИХ ПОЛЕЙ

Основными природными источниками газов на Земле являются: 1) вулканические очаги, 2) месторождения нефти и газа, 3) микробиальное разложение органического вещества. Опишем районы, где эти источники встречаются индивидуально и проследим их вклад в балансе газовых поступлений из недр.

Наиболее изученными нами являются четыре района - Курильские острова (Россия), острова Уэйл, Уайт южных отрогов хребта Кермадек (Новая Зеландия), остров Эпи (Вануату), бухта Матупи Рабаульской кадьдеры (Новая Гвинея). В перечисленных районах обнаружена подводная и наземная газогидротермальная деятельность, вулканические постройки сопряжены как с мощными осадочными отложениями, так и с вулканогенными породами при отсутствии осадков. Такие природные объекты позволяют провести оценку вклада вулканических газов и роли осадочной толщи при формировании газогеохимического поля. Особенности распределения газа в этих районах описаны подробно в диссертации (разделы 4.1.1 - 4.1.4), здесь же приведем основные выводы.

4.1.5. Выводы

1. Вулканические газы, выделяющиеся из зон активной фумарольной деятельности в наземных условиях, в описанных нами районах имеют близкий состав. В основном в газе присутствует углекислый газ - 80-90 %, затем сероводород - 5-10 %, водород - 1-5 %. Концентрация метана в фумарольных газах не превышает сотых долей %.

2. Состав свободных газов, выделяющихся из морского дна в виде вузырей из подводных фумарольных источников тех же вулканов, отличается от свободных газов наземных фумарол. Изменение происходит прежде всего в концентрации метана, тяжелых углеводородных газов. Как правило, в свободных газах пузырей сохраняется высокая концентрация углекислого газа,- несколько уменьшается количество сероводорода и водорода. Концентрация же метана в пузырях увеличивается, например, около о.Уэйл (Новой Зеландии) на 3 порядка, достигая 10 %. Причем, в этом же районе на 3 порядка относительно фона возрастает количество метана в растворенных газах придонной воды до 41 000 нл/л.

Пропорционально росту концентрации метана увеличивается на несколько порядков количество тяжелых углеводородов С2-С4.

3. Градиент увеличения углеводородных газов в растворенных и свободных газах относительно его содержания в наземных фумарольных газах вулканических структур зависит от геологических условий. В случае сопряжения вулканических построек с мощной осадочной толщей, содержащей органическое вещество и имеющей нефтегазоносный потенциал, в придонных газах присутствуют аномальные количества свободных и растворенных углеводородных газов (о-ва Уэйл и Эпи). В районах отсутствия мощных осадочных отложений в свободных и растворенных газах подводных фумарол количество углеводородов уменьшается на 2 порядка (бухты Кратерная, Матупи).

4. Полученные данные позволяют сформулировать общую закономерность. Количество метана и тяжелых углеводородов в растворенных и свободных газах районов активной подводной вулканической деятельности имеет тесную положительную корреляционную связь с мощностью вмещающих их осадочных отложений. Здесь образуются газогеохимические поля под воздействием вулканической, биогенной, термогенной составляющих. В зависимости от геологических условий преобладает тот или иной источник.

5. ГАЗОГЕОХИМИЧЕСКИЕ ИНДИКАТОРЫ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ

В этой главе обобщены наиболее характерные газогеохимические признаки, которые можно представить как индикаторы определенных геологических условий и геологических процессов. Проследим за индивидуальными газовыми компонентами, за геологическими условиями, в которых эти компоненты являются основными.

5.1. Метан и тяжелые углеводороды

Существуют два основных источника метана - биогенный и абиогенный. Здесь мы не рассматриваем теорию происхождения нефти и газа - органической или неорганической, а попытаемся уточнить в каких случаях метан и тяжелые углеводороды можно использовать как индикаторы определенных геологических условий. Наша позиция же в вопросе происхождения нефти и газа проста - существуют два источника метана - биогенный, на основе преобразования органического вещества и ювенильный, содержащийся в мантийных породах или как остаток первичной планетной материи, и (или) продукт термохимических реакций. Но вслед за рядом ученых у нас появилось убеждение, что промышленные или коммерческие скопления нефти и газа обязаны углеводородам, эбразованным в толщах с наличием органического вещества. Причем мантийный метан и другие газы - водород, углекислый газ способствуют

формированию нефти и газа в этих породах, участвуя в реакциях гидрогенезации органического вещества, полимеризации углеводородов.

В ряде работ приводятся различные примеры нахождения мантийного метана иногда и тяжелых углеводородов в гидротермальных впадинах Красного моря, в срединно-океаническом хребте Восточно-Тихоокеанского поднятия, в молодых базальтах Калифорнийского залива, в озере Киву Восточно-Африканской рифтовой долины, в изверженных породах древних щитов и других районов. Во впадинах Красного моря в рассолах концентрация метана превышает фон в 1000 раз, в озере Киву растворенного метана содержится 50 мл. тонн, в молодых базальтах Калифорнийского залива присутствует метан и тяжелые углеводороды. Кольская, Шведская сверхглубокие скважины обнаружили присутствие метана в кристаллических породах на глубинах 6000 м и более.

Но суждение о происхождении углеводородных газов в названных районах не однозначно. Брук и др. (1981) отмечают, что в верхнем слое рассола впадины Атлантис П Красного моря метана содержится 155 000 нл/л, а отношение С1/С2 + Сз = 1100, в нижнем же слое рассола это отношение уменьшается до 20. На основании этого делается вывод, что в верхнем слое углеводородные газы имеют микробиальное происхождение в результате деятельности микроорганизмов на границе морская вода-рассол, а нижнего слоя - термогенное за счет разложения органического вещества миоценовых эвапоритов в процессе их растворения горячими растворами.

Этот пример похож на приведенные нами данные высокогс содержания углеводородных газов в придонной воде впадины южнее о.Уэйл Новой Зеландии. Здесь метана в придонной воде содержало« 41000 нл/л, благодаря активной гидротермальной деятельности I осадочной толще, содержащей большое количество органическогс вещества, до 10 % в отдельных прослоях. Вместе с метаном в райош о.Уэйл нами встречены высокие концентрации тяжелых углеводородов С2-С4, более 2000 нл/л.

Столь же высокие концентрации метана и тяжелых углеводородо! обнаружены в воде гидротерм Гуаймаского бассейна. По высоком; содержанию в газе тяжелых углеводородов, по изотопному отношеник углерода метана - 6 13Ссн4, равному -40 - -50%о, делается вывод, чт< своему происхождению углеводородные газы обязаны термогенном; преобразованию органического вещества осадочных отложений, чере которые проникают горячие гидротермальные растворы.

В этой же работе Уельхэн и др. (1987) отмечают, что высоки концентрации углеводородных газов в воде гидротерм Восточно Тихоокеанского поднятия на 21° с.ш. имеют неорганическое, мантийно происхождение. Это заключение ими основано на сравнении состава газо Гуаймаского и Восточно-Тихоокеанского районов. В гидротерма: Восточно-Тихоокеанского поднятая на 21° с.ш. ими обнаружен!

концентрации метана выше 500 ООО нл/л с большим количеством тяжелого изотопа углерода в метане, |3Ссн4 = -15- -17о/о0. Кроме того здесь

почти не встречены тяжелые углеводороды, но обнаружены высокие концентрации водорода - 8-38 мл/л, гелия - 0,02 мл/л. В гелии присутствует большое количество мантийного гелия, ибо отношение 3Не/-|Не в газе в 8 раз превышает его отношение в воздухе.

В то же время все исследователи единодушны в том, что в районе подводных гидротермальных источников, благодаря выносу тепла, биогенных, газовых компонентов, наблюдается расцвет органической жизни. Гидротермальные трубки отмирают, возникают вновь, что создает благоприятные условия захоронения органического вещества и его преобразования в углеводородные газы. Эти процессы наблюдались нами в бухте Кратерной Курил, в Рабаульской кальдере Новой Гвинеи, во впадине о.Уэйл Новой Зеландии. То есть, говорить однозначно об отсутствии вклада биогенных газов в суммарный состав газа района Восточно-Тихоокеанского поднятия нельзя.

Схоэлл и др. (1988) высказывает противоположную точку зрения на происхождение метана в озере Киву, в сравнении с представленной теорией Голда и Соттера (1980) о поступлении метана в озеро из мантии. Авторы считают, что метан в озере является продуктом активной ферментативной и редукционной бактериальной переработки углекислого газа. Изотопное отношение метана достаточно легкое ¿13Ссн4 = -58%о. При этом в газе озера наблюдается большое количество углекислого газа и легкого изотопа гелия, которые поступают из мантии. То есть, в озере формируется смешанный состав газа из биогенного и абиогенного источников.

Аномальные поля метана и тяжелых углеводородов обнаруживаются в придонной воде акваторий над месторождениями нефти и газа. В отличии от газов активных гидротермальных зон над залежами нефти и газа в придонной воде содержится большое количество тяжелых углеводородов, меньшее количество водорода, гелия. Отношение метана к гелию превышает 10®. Таким образом, совместное рассмотрение углеводородных газов в комплексе с другими газами, геофизическими, геологическими данными позволяет использовать их как критерии поиска нефтегазовых залежей, гидротермальных зон.

5.2. Водород

Этот газ редко встречается в придонной воде нефтегазовых месторождений. В большинстве случаев он присутствует в газовой составляющей гидротерм и зонах активных разломов. В вулканических газах вулканов, фумарол, гидротермальных систем, зон разломов основным источником водорода являются мантийные породы. Содержание его в свободных газах фумарол достигает несколько процентов, в гидротермальных водах несколько мл/л.

Концентрация водорода в газах гидротерм и зон разломов изменчива во времени. Она прямо пропорционально зависит от вулканической, гидротермальной, сейсмо-тектонической активности района исследований. Например, наблюдения за содержанием водорода в гидротермальных источниках вулкана Сакурадзима в Японии показали, что в период затишья вулканической деятельности концентрация водорода снижалась до следов, при активизации возрастала до 0,08 %.

Сучисаки (1985) описал эксперимент изменения концентрации водорода и радона в образце гранита под воздействием на него различными нагрузками. Оказалось, что эманации водорода и радона из образца увеличиваются при появлении в граните микротрещин. При снятии напряжения эманации водорода прекращались, а радона находились на некотором уровне. Аномалии водорода и радона появлялись при разрушении (разломе) образца. То есть, эксперимент подтвердил, что водород является хорошим индикатором активизации геологических процессов и может использоваться как критерий прогноза землетрясений.

Нашими исследованиями аномалии водорода были встречены в зоне трансформного разлома между хребтами Тонга-Кермадек, в центральной части меридионального разлома на внешней бровке шельфа ЮжноКитайского моря, в районе Магеллановых гор Тихого океана, в гидротермальных системах Курильских островов, о-вов Уэйл, Уайт Новой Зеландии, Рабаульской кальдеры Новой Гвинеи. Во всех случаях он был индикатором вулканической или сейсмо-тектонической активности.

Таким образом, в комплексе с другими геохимическими парамегграми водород является важным индикатором и поисковым критерием подводных гидротерм, зон разломов и предвестником активизации геологических в них процессов.

5.3. Гелий

Как и водород гелий является индикатором гидротермальных источников и зон разломов. Но в отличие от водорода гелий, особенно его изотопное отношение 3Не/4Не могут быть использованы более точно для оценки мантийной составляющей эманации газа. В земной коре в районе месторождений нефти и газа отношение 3Не/4Не низкое - Ю-8, в гидротермальных же источниках высокое - 10"5. Отношение метана к гелию в районе континентальной коры высокое, более 109, из-за повышенного количества метана, а в гидротермальных источниках оно находится в пределах 106-109 из-за уменьшения количества метана и увеличения содержания в газе гелия.

В гидротермальных впадинах Красного моря содержание 4Не в связи с экстракцией радиогенного гелия из вмещающих пород увеличено в 380 раз, а 3Не возросло с поступлением его из мантии в 3400 раз. В Галапагосском рифте обогащение гелием газовой составляющей

гидротерм была на уровне 4Не в 11 раз, 3Не в 60 раз. То есть, в активных гидротермальных системах в газовой составляющей возрастаег общее количество гелия и в большей степени его мантийный изотоп.

5.4. Углекислый газ

Углекислый газ является основным компонентом вулканических газов, гидротермальных источников, иногда зон разломов. Углекислый газ является составной частью карбонатной системы воды, которая обладает большой буферной емкостью. Поэтому свойство этого газа, как индикатора геологических условий и процессов менее значительное, чем перечисленных выше газов. В основном его достоинство как индикатора, состоит в том, что количество углекислого газа сохраняется высоким и в пассивных гидротермальных системах и зонах разломов, где водород и гелий могут отсутствовать.

Юошида (1984) приводит парные коэффициенты корреляции различных газов в районе некоторых геотермальных областей Северной Японии. Очень высокий коэффициент корреляции - 0,999 наблюдается между углекислым газом и суммой газа, что характеризует его как основной компонент этого газа. Отметим высокие коэффициенты корреляции указанные им гелия с азотом - 0,967, гелия с метаном - 0,928, гелия с аргоном - 0,935, метана с азотом - 0,944, водорода с углекислым газом - 0,650.

5.5. Выводы

1. Присутствие в придонной воде высоких концентраций углеводородных газов, водорода, углекислого газа, гелия характеризует активную гидротермальную систему, сопряженную с возможно нефтегазоносной толщей и мантийными гидротермальными источниками.

2. Повышенные содержания этого же комплекса газов могут быть использованы как индикаторы для трассирования зон разломов с оценкой сейсмо-тектонической активности разлома, его глубины и состава пород, в которых он закартирован. Если в придонной воде над зоной разлома присутствуют повышенные концентрации всех четырех компонентов, то можно прогнозировать наличие в зоне разлома нефтегазоносной толщи, высокую его сейсмо-тектоническую активность, большую глубину проникновения разлома к границе коры и мантии. Если из четырех компонентов повышенной останется только концентрация углекислого газа, то разлом можно оценить пассивным и в зоне разлома отсутствуют нефтегазоносные отложения.

3. Аномалии углеводородных газов в придонной воде характеризуют наличие залежей нефти и газа в донных отложениях.

4. В районе газовых аномалий в донных осадках встречены карбонатные конкреции, сульфидные минералы, отмечено увеличение марганца, железа, цинка, свинца и других элементов. Суммарным

показателем изменения геохимии и минералогического состава донных отложений являются их магнитные свойства. В районе аномалий углеводородных газов зафиксировано увеличение магнитной восприимчивости пород после их прокаливания в 5 и более раз. Это связано с переходом карбонатных, сульфидных немагнитных минералов в магнитные окислы после их прокаливания.

6. ПРОГНОЗ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ АКВАТОРИЙ ДАЛЬНЕВОСТОЧНЫХ МОРЕЙ С УЧЕТОМ ГАЗОГЕОХИМИЧЕСКИХ КРИТЕРИЕВ

При описании природных газов и газогеохимических полей придонного слоя дальневосточных морей уже приводились газогеохимические оценки перспектив нефтегазоносности их в различных районов. В этой главе обобщены полученные данные с целью научного обоснования прогноза нефтегазоносности по комплексу параметров -геологических, геофизических, газогеохимических. Сделан прогноз нефтегазоносности изученных акваторий Охотского, Японского, ЮжноКитайского, Восточно-Китайского, Филиппинского морей на основе имеющихся геолого-геофизических данных с учетом газогеохимических критериев.

На акваториях дальневосточных морей составлена схема распределения метана в придонной воде. Показаны 5 уровней концентраций метана: 1. 150-300 нл/л. 2. 300-1000 нл/л. 3. 1000-3000 нл/л. 4. 3000-10 000 нл/л. 5. больше 10 000 нл/л. Каждый уровень является аномальным относительно фона, который в дальневосточных морях не превышает 70-90 нл/л.

Первый уровень характеризует, возможно, присутствие залежи глубже 3000 м, наличие над залежью глинистой перекрывающей ее толщи мощностью около 1000 м. В этом случае аномалии как правило распределяются по периферии залежи в связи с образованием микротрещин в районе водонефтяного контакта.

Второй уровень аномальных концентраций метана формируется над нефтегазовыми залежами, расположенными на глубинах 2000-3000 м с незначительной нарушенностью нефтегазоносных отложений.

Третий уровень определяет наличие нефтяной и газовой залежи на глубинах 1500-2500 м с высокой степенью нарушенное™ нефтегазоносных структур.

Четвертый уровень распространен в районе преимущественно газовой залежи с глубиной продуктивных отложений 1000-2000 м с высокой степенью нарушенности нефтегазоносной площади.

Пятый уровень концентраций метана в придонной воде появляется в зонах активных разломов, вскрывающих мощную газонасыщенную толщу

и (или) газогидраты. При этом в воде на эхограммах в районе аномалий газа наблюдаются звукорассеивающие тела.

В дальневосточных морях первый уровень аномальных концентраций метана в придонной воде определен на приохотском шельфе в районе поднятия Лисянского, на примагаданском шельфе на Хмитьевской структуре, в бортах северо-восточной части впадины Тинро, на прикамчатском шельфе в районе Ичинско-Колпаковского и Голыгинского прогибов, на привьетнамском шельфе Меконгской впадины Южно-Китайского моря, на юго-восточном крыле Надеждинской структуры Татарского пролива.

Второй уровень аномалии метана встречен в Сахалинском заливе, на Изыльметьевской, Гавриловской структурах Татарского пролива, на Чайвинском месторождении в Тернейском заливе Охотского моря, в Западно-Натунской впадине Южно-Китайского моря.

Третий уровень содержания метана обнаружен на Одоптинском, Пильтун-Астохском нефтегазовых месторождениях северо-восточного присахалинского шельфа, на ряде структур юго-восточного присахалинского шельфа, на Южно-Коншонской впадине ЮжноКитайского моря, в Хыннамской впадине Восточно-Корейского залива Японского моря.

Четвертый и пятый уровни аномальных концентраций метана зафиксированы в северной части впадины Дерюгина, на Лунском газоконденсатном месторождении.

Перечисленные районы обнаруженных в придонной воде аномалий метана всех пяти уровней являются перспективными на поиск продуктивных нефтегазоносных структур. Прогноз нефтегазоносности, сделанный нами с учетом газогеохимических критериев, проверен нефтегазопоисковым бурением на 10 структурах. На 3-х структурах из-за отсутствия аномалий газа в придонной воде нами был сделан отрицательный прогноз, на 7 структурах, где были зафиксированы аномальные газогеохимические поля, дана положительная оценка промышленной нефтегазоносности. Пробуренные скважины на структурах Александровской, Надеждинской, Магаданской с отрицательным газогеохимическим прогнозом подтвердили отсутствие их продуктивности. Из 7 структур с положительным газогеохимическим прогнозом на 6 - Пильгунской, Астохской, Лунской, Дагинской, "Белый Тигр", Южно-Коншонской - нефтегазопоисковые скважины вскрыли промышленные залежи нефти и газа, на 1 - Гавриловской было зафиксировано только проявление газа, в связи с выходом продуктивных нефтегазоносных отложений на этой структуре на поверхность и их выветриванием. Таким образом, степень удачи при газогеохимическом прогнозе отрицательном составляет 100 %, при положительном - 85 %.

7. ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Основной объем исследований газогеохимических полей в придонном слое акваторий, нами выполнен в дальневосточных морях. Благодаря высокой степени геофизической изученности этих морей и интенсивного нефтегазопоискового бурения, возникли благоприятные условия для проверки интерпретации газогеохимических полей, выяснения взаимосвязей между газовыми, геологическими, геофизическими параметрами. Совместное рассмотрение их позволило нам установить или уточнить ряд закономерностей формирования газогеохимических полей в придонном слое и использовать их в практических целях как критерии прогноза нефтегазовых месторождений, картирования зон разломов, интерпретации геофизических аномалий, поиске активных гидротермальных систем.

В начале в процессе исследований был отработан методический комплекс работ. Выявив информативный газогеохимический горизонт -придонную воду, в дальнейшем был разработан эффективный комплекс, заключающийся в отборе проб придонной воды и донных осадков специальным устройством, извлечения из проб газа, анализа его на хроматографах. Здесь нужны были простота, надежность, эффективность и возможность работ в различных судовых условиях. В связи с этим были проанализированы различные имеющиеся конструкции и на их основе изготовлены свои, отвечающие поставленным требованиям.

Наблюдения за распределением газогеохимических поле в Охотском море в течение 15 лет показали, что концентрации углеводородов в этих полях могут меняться в 10 раз. Это связано с сейсмо-тектонической активностью региона, ибо в период активизации выделение газа из недр увеличивается. Но важен тот факт, что при этом увеличиваются как фоновые концентрации, так и аномальные. То есть, аномальные поля сохраняются по отношению к фону независимо от времени исследований, но надо иметь ввиду возможное изменение абсолютных концентраций углеводородов в различные годы. На небольших глубинах - 20-30 м наблюдается еще суточная изменчивость в содержании метана в придонной воде. Она связана с пршшвно-отливными явлениями и не превышает 50-80 %.

Основные результаты работ следующие:

1. На изученных акваториях установлен газогеохимический информативный горизонт - придонная вода. В нем над месторождениями нефти и газа обнаружены аномальные поля углеводородных газов. В них содержится метана и тяжелых углеводородов в 10-100 раз больше фоновых концентраций, где залежи отсутствуют. Эта закономерность позволяет использовать аномальные поля углеводородов для прогноза нефтегазовых месторождений на акваториях.

2. В придонной воде акваторий над зонами разломов обнаружены газогеохимические поля с аномальными концентрациями метана,

юдорода, углекислого газа, гелия, если разлом пересекает юфтсгазоноснуго толщу, сейсмо-тектонически активен и имеет глубокое ¡аложение. При отсутствии нефтегазоносной толщи из аномального поля ючезает метан, если разлом пассивен - выпадает водород, при неглубоком 1роникновении разлома, невыходящем за пределы земной коры, в ~азогеохимическом поле отсутствует гелий. Аномальная концентрация /глекислого газа сохраняется во всех случаях. То есть, по составу газа, сонцентрациям газовых компонентов можно оценивать геологическое ггроение и геологические процессы в зоне разлома.

3. В придонной воде подводных гидротерм обнаружены аномальные сонцентрации метана, углекислого газа, гелия, сероводорода. Характерным отличием газогеохимических индикаторов зон разломов от твдротерм являются более высокие концентрации водорода, гелия и 1рисутствие сероводорода в придонной воде над гидротермальными 1Сточниками. Количество углеводородных газов в газовой составляющей идротсрм повышается при увеличении мощности вмещающих их >садочных отложений. Эти закономерности позволяют понять механизм [юрмирования газогеохимических полей в придонном слое и донных сложениях, уточнить условия образования месторождений полезных 1Скопаемых на морском дне и выполнять их прогноз на акваториях.

5. Обращено внимание, что при выборе информативного 'азогеохимического горизонта в донных осадках, следует учитывать •раницу активной микробиальной продукции метана в них. В (.альневосточных морях эта граница расположена на глубине около 50 см >т поверхности осадка. В качестве индикатора нефтегазовых залежей ложно использовать концентрации углеводородных газов только осадков, алегающих выше этой границы, так как ниже ее в них образуется шкробиальный метан, превышающий по объему мигрирующий метан из алежи. Эта граница является окислительно-восстановительным буфером, шагодаря которому в придонной воде формируется определенный >егиональный уровень фоновых концентраций метана.

6. По потокам метана из донных отложений впадины Дерюгина Зхотского моря, обнаруженным в водной толще и донных отложениях, ¡первые был сделан прогноз наличия в ее донных осадках газогидратов. Трогноз подтвердился обнаружением здесь газогидратов в экспедиции ШИИокеангеологии-Дальморгео с участием ТОЙ (1991 г.).

7. Установлена закономерность распределения метана в водной олще дальневосточных морей: 30-40 нл/л в поверхностном слое (интервал 1-50 м), 40-60 нл/л - в интервале 50-150 м и постепенное снижение юнцентрации метана с глубиной до 10 нл/л. Эта закономерность [арушается в районах потоков метана из недр и образованием аномалий. Три этом метан хорошо удерживается придонными водными массами и к юверхносги выносится вместе с водной массой, согласуясь с идрологическими особенностями. В таких случаях метан является

индикатором водных масс, что представляет интерес для океанологов, рыбаков и может быть использован для экологических расчетов потока метана в атмосферу. Следует учесть, что аномалии метана в поверхностных слоях водной толщи часто расположены далеко в стороне от донного источника метана, что затрудняет их использование для прогноза нефтегазовых залежей.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах:

Монографии

1. Геологические особенности распределения природных газов на угольных месторождениях Дальнего Востока. - М., Наука, 1979, 71 с.

2. Газогеохимические поля придонного слоя морей и океанов. - М., Наука, 1993, 140 с.

3. Кайнозойская эволюция земной коры и тектогенез Юго-Восточной Азии. - М., Наука, 1989, 256 с. (соавт. Р.Г. Кулинич, A.A. Заболотников, Ю.Д. Марков).

4. Основы теории геохимических полей УВ скоплений. - М., Недрг 1993, 332 с. (соавт. И.С. Старобинец, A.B. Петухов, C.J1. Зубайраев и др

Научные статьи

5. Литолого-геохимические особенности осадочных отложений мезозойских впадин Южного Приморья, в связи с оценкой перспектив нефтегазоносности II Серия "Геология, методы поисков и разведка месторождений нефти и газа. № 5, ВИЭМС, 1969 (с Размышляевым A.B. Смилга И.П., Рыжук Б.Н.) - 4 с.

6. О влиянии геологических факторов на газоносность угольны? пластов и газообильность горных выработок Артемовскогс бкроугольного месторождения //Журн. Геология и разведка, изд. ВУЗов № 5, 1974 - 5 с.

7. Газоносность Угловского буроугольного бассейна (Приморски! край) в монографии "Газоносность угольных бассейнов и месторожденш СССР" //В монографии, т.2 Дальний Восток,- Недра, 1979, - 7 с.

8. Измерения pH морской воды в естественных условия: посредством петенциометрического зондирования //Доклады АН ССС1 1984, т. 227, № 1. - С.204-206 (с Зотовым П.А., Маловым B.C., Приходы« В.А.).

9. Аномалия природных газов в придонной воде Ю-Китайскоп моря // Доклады АН СССР, т.281, № 5, 1985 (с Ильичевым В.И, Кулиничем Р.Г.).

10. Гидротермальные проявления железо-марганцево] минерализации в хр.Тонга //Тихоокеанская геология", № 2, 1985 / Михайлик Е.В., Чудаевым О.В., Бариновым H.H./, с.98-100.

11.0 структуре и современной активности зоны сочленения шельфа Сунда и котловины Ю-Китайского моря//"Тихоокеанская геология", № 3, 1985. - С. 102-106/с Кулиничем Р.Г./.

12. Природные газы шельфа Ю-Китайского моря//П Всесоюзн.совещ. "Деогазация Земли и геотектоники". М., Наука, 1985. -С.107-108.

13. Газовые индикаторы сейсмической активности. В сб. "Динамические процессы в дискретных геофизических системах'7/Владивосток, 1986. - С.44-47.

14. Газовые и гидрохимические параметры водной толщи желоба Тонга//"Океанология",т.ХХУ1, вып. 1,1986,- С.78-82(с Поповой Г.В.).

15. Комплексирование геохимических параметров. В сб. "Научно-методические основы и опыт использования геохимических методов поисков месторожд.нефти и газа//Москва, 1985,- С.153-154.

16. К вопросу о миграции и концентрации углеводородных газов. В сб.¡"Научно-методические основы..." (см.выше)//Москва, 1985.- С.154-155.

17. Парамагнитные примеси в западной части Южно-Китайского моря/Юкеанология, т. ХХУ1, вып.2, 1986.- С.250-251 (с соав. С.Б. Зверевым, У.Х.Копвиллем, A.C.Пасынковым, С.В.Таранковым).

18. Изменение газового состава и магнитной восприимчивости донных осадков Южно-Китайского и Охотского морей,- Сб. Нетрадиционные методы геохимических исследований на нефть и газ//М. ,ВИНИ И-геоинформсистем, 1989,- С.97-100 (с О.В.Зверевой, П.С.Зиминым, А.В.Сорочинской).

19. Газогеохимический способ поиска месторождений нефти и газа и картирования активных зон разломов в морских условиях.- Сб. Разработки ДВО АН СССР//Владивосгок, 1990,- С.47-48.

20.Литофациальные и геохимические условия нефтегазонакопления в неогеновых отложениях Северо-Сахалинской нефтегазоносной области.- В кн.: Новые данные по геологии западной части Тихого океана//Владивосток, ДВО АН СССР, 1989,- С. 167-172 (с И.А.Мустафиным).

21. Эффект звукорассеивания придонной воды в краевых частях Охотского моря// Тихоокеан. геология, 1989, № 2. - С.119-121.(с Б.А.Казанским, Ю.И.Мельниченко).

22. Гидроакустические эффекты при эхолотировании дна морских бассейнов.- В кн.: Новые данные по геоморфологии и геологии западной части Тихого океанаУ/Владивосток, 1990,- С.75-90.(с Ю.И.Мельниченко, Б.А.Казанским).

23. Состав газа придонных вод нефтегазоносных районов Охотского и Южно-Китайского морей,- В сб. Геология дна Тихого океана и зоны перехода к азиатскому континенту// Владивосток, 1990,- С.179-184.

24. Метод геологического картирования морских акваторий//Вестник ДВО, № 3. Владивосток, 1991.- С.16-20.

25. Исследования донных осадков и придонных вод северной части Охотского моря. Тихоокеанская геология, 1992, № 4,С. 132-135.(с Советниковой Л.Н.).

26. Газовые и геохимические аномалии в придонном слое воды в зоне активного вулканизма (залив Planty, New Zealand). Океанология, 1992 ,т. 32, С.680-686.(с Пропп Л.В., Пропп Н.В.).

27. Gasogeochemical manifestation of gashydrates in the sea of Okhotsk. Alaska Geology. 1992, vol. 21, N.7.

28. Chemistry of free and dissolved gases of Matupit Bay, Rabaul Caldera, Papua New Guinea. Geo-Marine Letters, 1992, N.12, pp.54-59.

29. Dissolved gases of the .near-bottom water layer in the area of Epi Island. Geo-Marine Letters, 1992, N.12, pp.232-235.

30. Гидротермальная минерализация в офиолитовой ассоциации Срединно-Индийского хребта в районе 1° с.ш. Тихоокеанская геология, 1993, №2, с. 149-152 (с С.В.Высоцким).

31. Аутигенные карбонаты в зонах газовых аномалий окраинных морей Востока Азии. Тихоокеанская геология, 1993, № 4, с.34-40 (с Астаховой Н.В., Астаховым А.С., Горбаренко С.А.).

32. Влияние низкотемпературных гидротерм на газовый состав придонной воды в Охотском море. Океанология, 1993, т. 33, № 3, с. 360366. (с Аникиевым В.В.).

33. Dissolved gas distribution in sea water columns off North-Eastern Taiwan. The fifth KEEP and WOCE Conference, NTU, Taiwan, 1994, pp. 141150.

34. Газовые гидраты Охотского моря. Отечественная геология, 1994, № 2. С.10-17 (с В.А.Соловьевым, Г.Д.Гинсбургом, Р.Кренстон и др.).

35. Gas distribution in the Philippine sea. In book: Geology and Geophysics of the Philippine Sea, chapter 7.3, 1994, Japan.

Изобретения

36. Способ поисков залежей нефти и газа на акваториях. Кн. 01, 9/00 № 1297613, 1986 (с О.Л.Кузнецовым, О.Л.Зубайраевым, А.В.Петуховым и ДР-)